NO20110564A1

NO20110564A1 - Apparatus and method for constructing a subsea well

Info

Publication number: NO20110564A1
Application number: NO20110564A
Authority: NO
Inventors: Harald Hufthammer; Tom Hasler
Original assignee: Ikm Cleandrill As
Priority date: 2011-04-13
Filing date: 2011-04-13
Publication date: 2012-10-15
Also published as: NO339484B1; WO2012140445A2; GB201320056D0; WO2012140445A3; GB2509377A

Description

Fremgangsmåte og apparatur for å bygge et undersjøisk brønnhull Method and apparatus for constructing a subsea wellbore

Den foreliggende oppfinnelsen gjelder en fremgangsmåte og apparatur for å bygge et undersjøisk brønnhull, og spesielt en fremgangsmåte og apparatur for å kontrollere trykket under byggeoperasjonen for et undersjøisk brønnhull. Bestemte aspekter ved oppfinnelsen gjelder en fremgangsmåte og en apparatur for å kontrollere trykket i en brønn under en sementeringsoperasjon og / eller under kjøring av et rør (så som foringsrør) inn i et brønnhull. The present invention relates to a method and apparatus for building a subsea well, and in particular a method and apparatus for controlling the pressure during the construction operation for a subsea well. Certain aspects of the invention relate to a method and an apparatus for controlling the pressure in a well during a cementing operation and/or during driving a pipe (such as casing) into a wellbore.

Bakgrunn for oppfinnelsen Background for the invention

Boring og bygging av brønner, for eksempel innen industrien av hydrokarbonleting og - produksjon, inneholder mange forskjellige operasjoner som medfører pumping av fluid fra overflaten gjennom borehullet og tilbake til overflaten. En boreoperasjon innebærer typisk for eksempel rotasjon av en borkrone i enden av en borestreng (eller borerør), som strekker seg fra en boreplattform til en borkrone. Borefluid (referert til som boreslam) blir pumpet fra riggen og ned gjennom borestrengen til borkronen for å oppfylle en rekke forskjellige funksjoner, innbefattet å tilveiebringe det hydrostatiske trykket for å kontrollere inngang av fluid fra formasjonen i brønnhull, smøring av borkronen, holde boret kjølig under boring, og frakte partikulært materiale så som borekaks oppover og ut av brønnen og vekk fra borkronen. Borefluid og borekaks, som kommer opp fra brønnen, blir ført opp i det ringformede mellomrommet som er mellom veggen for det brønnhullet som blir boret og borerøret til slamlinjen. I konvensjonell undersjøisk boring, er et stigerør installert over en utblåsnings-(BOP) stabel på toppen av brønnhodet, og strekker seg til overflaten. Borefluid og borekaks blir returnert til riggen for behandling, gjenbruk, lagring, fjerning og / eller behandling gjennom ringrommet mellom borerør og stigerøret. Drilling and building wells, for example in the industry of hydrocarbon exploration and production, contains many different operations which involve pumping fluid from the surface through the borehole and back to the surface. A drilling operation typically involves, for example, the rotation of a drill bit at the end of a drill string (or drill pipe), which extends from a drilling platform to a drill bit. Drilling fluid (referred to as drilling mud) is pumped from the rig down through the drill string to the drill bit to perform a number of different functions, including providing the hydrostatic pressure to control the entry of fluid from the formation into the wellbore, lubricating the drill bit, keeping the drill bit cool during drilling, and transporting particulate material such as cuttings up and out of the well and away from the drill bit. Drilling fluid and cuttings, which come up from the well, are led up into the annular space between the wall of the well being drilled and the drill pipe to the mud line. In conventional subsea drilling, a riser is installed above a blowout (BOP) stack at the top of the wellhead, extending to the surface. Drilling fluid and cuttings are returned to the rig for treatment, reuse, storage, removal and/or processing through the annulus between the drill pipe and the riser.

Boresystemer uten stigerør blir også brukt i noen undersjøiske applikasjoner, for eksempel ved boring av den øverste delen av brønnen, som blir referert til som "topphulls". Når topphullsseksjonen har blitt boret, der det ikke finnes noen forbindelsesrør som er installert mellom havbunnen og boreriggen, og det ikke finnes noen kanal for å returnere borefluid fra brønnen og tilbake til overflaten, vil boreslam og borekaks kunne bli sluppet ut i det undersjøiske miljøet. I andre stigerørsfrie boresystemer, slik som beskrevet i USA 4 149 603 Drilling systems without risers are also used in some subsea applications, for example when drilling the upper part of the well, which is referred to as "top hole". Once the tophole section has been drilled, where there is no connecting pipe installed between the seabed and the drilling rig, and no conduit to return drilling fluid from the well back to the surface, drilling mud and cuttings may be released into the subsea environment. In other riserless drilling systems, such as described in US 4,149,603

[1], blir det brukt et stigerørsfritt slamretursystem, som innbefatter en slange som er atskilt fra borestrengen, til å frakte slam opp til overflaten. Et pumpemiddel blir brukt til å pumpe slam opp gjennom slangen og tilbake til overflaten, hvor pumpen blir driftet i avhengighet av et registrert nivå av slam og borekaks som er støttet innenfor en slamsump. [1], a riserless mud return system is used, which includes a hose that is separate from the drill string, to carry mud up to the surface. A pumping means is used to pump mud up through the tubing and back to the surface, where the pump is operated in response to a detected level of mud and cuttings supported within a mud sump.

En typisk brønnhullskomplettering inneholder flere intervaller av foringsrør som er plassert innenfor og blir sementert i den foregående kjøringen av foringsrør, som innbefatter ledende foringsrør, et overflate-foringsrør, en mellomliggende foringsrør og et produksjonsforingsrør og foring. Når sementeringsoperasjoner blir utført etter installasjonen av BOP-stabelen og stigerør, blir en sementoppslemming pumpet ned i borestrengen fra overflaten. Sementen blir avledet til en ønsket dybde gjennom en sementeringsplugg i det ringformede mellomrommet som er mellom røret og en utvendig vegg (for eksempel et åpenhulls- eller et større foringsrør), og fyller ringrommet fra bunnen og oppover. Fluid som har blitt fordrevet fra ringrommet blir returnert til overflaten via stigerøret. Sementen tillates å kunne bli herdet for å tette ringrommet og sikre foringsrøret. A typical wellbore completion contains several intervals of casing that are placed within and are cemented in the preceding run of casing, which includes leading casing, a surface casing, an intermediate casing, and a production casing and casing. When cementing operations are performed after the installation of the BOP stack and riser, a cement slurry is pumped down into the drill string from the surface. The cement is diverted to a desired depth through a cementing plug in the annular space between the pipe and an external wall (for example, an open hole or larger casing), filling the annulus from the bottom up. Fluid that has been displaced from the annulus is returned to the surface via the riser. The cement is allowed to harden to seal the annulus and secure the casing.

Sirkulasjon av en sementoppslemming gjennom brønnhullsringrommet under en sementeringsoperasjon krever en evaluering av trykket i den geologiske formasjonen. Særlige vansker kan oppstå når foringsrørintervallet trenger en eller flere unormale trykksoner, gjennom hvilket sementen må bli sirkulert (formasjonsfluidtrykk anses for å være "normalt" dersom det er 4650 psi på 10 000 fot dybde). En overtrykks formasjonssone har et trykk i overkant av normalt trykk, og inneholder fluider, som innbefatter vann og flytende eller gassformige hydrokarboner, ved et høyt trykk som har en tendens til å forlate formasjonen og gå inn i ringrommet. Denne innfluksen av formasjonsfluider inn i brønnens ringrom vil kunne medføre alvorlige konsekvenser for kvaliteten på sementeringsjobben. I kontrast til dette, har en undertrykks formasjonssone et formasjonstrykk som er lavere enn det vanlige formasjonstrykket. Sement som sirkulerer i slike soner har en tendens til å strømme ut av ringrommet og inn i formasjonen. Dette vil kunne føre til et betydelig tap av sementvolum inn i formasjonen. Circulation of a cement slurry through the wellbore annulus during a cementing operation requires an evaluation of the pressure in the geological formation. Particular difficulties can arise when the casing interval needs one or more abnormal pressure zones through which the cement must be circulated (formation fluid pressure is considered "normal" if it is 4650 psi at 10,000 feet depth). An overpressured formation zone has a pressure in excess of normal pressure, and contains fluids, including water and liquid or gaseous hydrocarbons, at a high pressure that tend to leave the formation and enter the annulus. This influx of formation fluids into the annulus of the well could have serious consequences for the quality of the cementing job. In contrast, a negative pressure formation zone has a formation pressure that is lower than the normal formation pressure. Cement circulating in such zones tends to flow out of the annulus and into the formation. This could lead to a significant loss of cement volume into the formation.

Kontroll av innfluks og tapt sirkulasjon oppnås ved å kontrollere trykket i ringrommet; et tilstrekkelig høyt trykk begrenser innfluksen når det skal sirkuleres gjennom en overtrykkssone, og et tilstrekkelig lavt trykk reduserer tapt-sirkulasjon gjennom en undertrykkss one. Control of inflow and lost circulation is achieved by controlling the pressure in the annulus; a sufficiently high pressure limits the inflow when it is to be circulated through an overpressure zone, and a sufficiently low pressure reduces lost circulation through a negative pressure zone.

Det er kjent å kunne kontrollere ringromstrykket med et passende valg av fluidtetthet eller "vekt" (inkludert selve sementen og fluider som blir sirkulert i forkant av et sementvolum), samt fluidreologi og sirkulasjonsfriksjon. Men slike metoder har sine begrensninger, spesielt der formasjoner har smale trykkvinduer mellom oppsprekkingstrykk og poretrykk. It is known to be able to control the annulus pressure with an appropriate choice of fluid density or "weight" (including the cement itself and fluids that are circulated ahead of a cement volume), as well as fluid rheology and circulation friction. But such methods have their limitations, especially where formations have narrow pressure windows between fracturing pressure and pore pressure.

Mer nylig har det blitt foreslått å kontrollere hastigheten på volumstrømmen under sementering av onshorebrønner ved kontroll av mottrykk etter hvert som fluider kommer ut fra et avledersystem over BOP-stabelen (Montilva et al 2010 [4]; Beltran et al 2010 [3]). En lignende tilnærmelse har vært brukt i en offshorebrønn med et brønnhode på overflaten (Eck-Olsen et al. 2005 [2]). Alle disse tilnærmelsene bruker teknikker som har analogier med Managed Pressure Drilling, og mens de vil kunne være nyttige for å tilveiebringe trykkregulering i enkelte applikasjoner, har de ikke generell anvendelse for sementeringsoperasjoner. Spesielt er de systemene som er beskrevet kun egnet for overflatebruk. De beskrevne programmene er alle relatert til sementering i mellomliggende og lavere intervaller med foringsrør etter at BOP-stabelen har blitt installert. More recently, it has been proposed to control the rate of volume flow during cementing of onshore wells by controlling back pressure as fluids emerge from a diverter system above the BOP stack (Montilva et al 2010 [4]; Beltran et al 2010 [3]). A similar approach has been used in an offshore well with a wellhead on the surface (Eck-Olsen et al. 2005 [2]). All of these approaches use techniques that have analogies to Managed Pressure Drilling, and while they may be useful for providing pressure control in some applications, they do not have general application to cementing operations. In particular, the systems described are only suitable for surface use. The programs described are all related to cementing in intermediate and lower intervals of casing after the BOP stack has been installed.

I undersjøiske applikasjoner, beskriver Hinton 2009 [3] bruk av en undersjøisk pumpe (i et system, som ligner det som er beskrevet i US 4149603 [1]) for å redusere nedihullstrykk under en boreoperasjon, ved å pumpe tungt boreslam opp i slamreturledning til overflaten for å senke nivået av slam (og dermed det hydrostatiske trykket) i det marine stigerøret. Publikasjonen antyder også at den samme tilnærmingen kan brukes i sementeringsoperasjoner. Imidlertid er Hinton 2009 kun egnet for boring og sementering etter at BOP-stabelen og det marine stigerøret har blitt installert, og har derfor ikke anvendelse for sementering av et ledende foringsrør eller et overflateforingsrør. In subsea applications, Hinton 2009 [3] describes the use of a subsea pump (in a system, similar to that described in US 4149603 [1]) to reduce downhole pressure during a drilling operation, by pumping heavy drilling mud up a mud return line to the surface to lower the level of mud (and thus the hydrostatic pressure) in the marine riser. The publication also suggests that the same approach could be used in cementing operations. However, the Hinton 2009 is only suitable for drilling and cementing after the BOP stack and marine riser have been installed, and therefore has no application for cementing a conductive casing or a surface casing.

Det er generelt behov for en fremgangsmåte og en apparatur som tar for seg en eller flere av de problemene som har blitt identifisert ovenfor. Det er blant målene og gjenstandene av denne oppfinnelsen å tilveiebringe en fremgangsmåte og / eller en apparatur for å kontrollere trykket under en byggeoperasjonen av et brønnhull, og som fjerner eller reduserer en eller flere ulemper eller ulemper ved den tidligere teknikken. Spesielt, et mål ved et aspekt av oppfinnelsen er å tilveiebringe en fremgangsmåte og / eller en apparatur for å kontrollere det trykket som er egnet for en rekke sementeringsoperasjoner, herunder sementering av rør før There is generally a need for a method and an apparatus that addresses one or more of the problems that have been identified above. It is among the aims and objects of this invention to provide a method and/or an apparatus for controlling the pressure during a construction operation of a wellbore, and which removes or reduces one or more disadvantages or disadvantages of the prior art. In particular, an object of one aspect of the invention is to provide a method and/or an apparatus for controlling the pressure suitable for a variety of cementing operations, including cementing pipes before

det blir installert en BOP-stabel og / eller et marint stigerør. a BOP stack and/or a marine riser will be installed.

Oppsummering av oppfinnelsen Summary of the invention

Ifølge et første aspekt av oppfinnelsen, er det tilveiebrakt en fremgangsmåte for å bygge en undersjøisk brønn i en underjordisk formasjon, fremgangsmåten omfatter: å tilveiebringe et rør i en undersjøisk brønn, røret definerer et hovedbrønnhull; According to a first aspect of the invention, there is provided a method of constructing a subsea well in an underground formation, the method comprising: providing a pipe in a subsea well, the pipe defining a main wellbore;

å tilveiebringe en fluidsirkulasjonsvei fra hovedbrønnhullet til et utløp, via brønnhullsringrommet som er dannet mellom røret og den underjordiske formasjonen; providing a fluid circulation path from the main wellbore to an outlet, via the wellbore annulus formed between the pipe and the subterranean formation;

å få en sementoppslemming til å strømme fra hovedbrønnhullet av den undersjøiske brønnen og langs brønnhullsringrommet mot utløpet, og som dermed forårsaker at fluid blir fordrevet fra ringrommet gjennom utløpet; causing a cement slurry to flow from the main wellbore of the subsea well and along the wellbore annulus towards the outlet, thereby causing fluid to be displaced from the annulus through the outlet;

å tilveiebringe en regulerbar undersjøisk choke i fluidkommunikasjon med fluidsirkulasjonsveien; og providing an adjustable subsea choke in fluid communication with the fluid circulation path; and

å generere et mottrykk i fluidsirkulasjonsveien med anvendelse av den regulerbare undersjøiske choken. to generate a back pressure in the fluid circulation path using the adjustable subsea choke.

Fremgangsmåten kan også omfatte det skrittet av å tilveiebringe en undersjøisk pumpe i fluidkommunikasjon med fluidsirkulasjonsveien, og vil kunne omfatte å redusere trykket i fluidsirkulasjonsveien ved hjelp av den undersjøiske pumpen. Den regulerbare undersjøiske choken og / eller den undersjøiske pumpen vil kunne danne en del av et undersjøisk trykkreguleringssystem. Med "undersjøisk trykkreguleringssystem" menes et trykkreguleringssystem som ligger i sjøen under vann. The method may also include the step of providing a subsea pump in fluid communication with the fluid circulation path, and may include reducing the pressure in the fluid circulation path by means of the subsea pump. The adjustable subsea choke and/or the subsea pump will be able to form part of a subsea pressure regulation system. "Undersea pressure regulation system" means a pressure regulation system located in the sea under water.

Fortrinnsvis blir den undersjøiske trykkreguleringen plassert i nærheten av utløpet for å kunne være responsiv for forhold som blir oppdaget eller som blir følt ved utløpet, og for å kunne tilveiebringe en rask og / eller nøyaktig trykkregulering. Det er stor fordel med denne oppfinnelsen at, ved å tilveiebringe et trykkreguleringssystem undersjøisk, vil man kunne unngå forsinkelser knyttet til overvåking av fluidforholdene på overflaten. Preferably, the subsea pressure regulator is located near the outlet to be responsive to conditions detected or sensed at the outlet, and to provide rapid and/or accurate pressure regulation. It is a great advantage of this invention that, by providing a pressure regulation system underwater, it will be possible to avoid delays associated with monitoring the fluid conditions on the surface.

Fortrinnsvis omfatter fremgangsmåten å regulere trykket i fluidsirkulasjonsveien i et område fra et første trykk til et andre trykk, hvor det første trykket er under det hydrostatiske trykket ved utløpet, og det andre trykket er over det hydrostatiske trykket ved utløpet. Fremgangsmåten vil kunne omfatte: å gjøre måling av et trykk ved utløpet, å få ut et trykkmålingssignal til en reguleringsmodul, og å generere et kontrollsignal for den regulerbare undersjøiske choken som respons på trykkmålingssignal et. Preferably, the method comprises regulating the pressure in the fluid circulation path in a range from a first pressure to a second pressure, where the first pressure is below the hydrostatic pressure at the outlet, and the second pressure is above the hydrostatic pressure at the outlet. The method may include: measuring a pressure at the outlet, outputting a pressure measurement signal to a control module, and generating a control signal for the adjustable underwater choke in response to the pressure measurement signal et.

Fremgangsmåten vil kunne omfatte: å måle en strømningshastighet av fluid som blir fordrevet fra ringrommet; The method may include: measuring a flow rate of fluid that is displaced from the annulus;

å gi ut et målesignal for strømningshastigheten til en reguleringsmodul, og å generere et kontrollsignal for den regulerbare undersjøiske choken som respons på strømningshastighetens målesignal. outputting a flow rate measurement signal to a control module, and generating a control signal for the adjustable subsea choke in response to the flow rate measurement signal.

Røret vil kunne omfatte et foringsrør, og vil kunne omfatte et intervall med overflateforingsrør. Fremgangsmåten vil derfor kunne omfatte en fremgangsmåte for å bygge et topphullsparti av en undersjøisk brønn, før installasjon av et brønnhode og en stabel med utblåsningssikring. Dermed vil fremgangsmåten kunne bli utført ved fravær av et stigerør som strekker seg fra brønn til overflaten, og dermed ved fravær av en konvensjonell ringformet returvei for brønnfluider. The pipe will be able to include a casing, and will be able to include an interval of surface casing. The method could therefore include a method for building a tophole section of a subsea well, before installing a wellhead and a stack with blowout protection. Thus, the method will be able to be carried out in the absence of a riser that extends from the well to the surface, and thus in the absence of a conventional annular return path for well fluids.

Røret vil kunne omfatte et ledende foringsrør. Av denne grunn vil en utførelsesform av oppfinnelsen kunne være en fremgangsmåte for å sementere et ledende foringsrør i en underjordisk formasjon. I en slik utførelsesform vil fremgangsmåten kunne omfatte å tilveiebringe en støtte for ledende foringsrør . Støtten for det ledende foringsrøret vil kunne være en som har en spydbasis eller vil kunne være et havbunns inntrengende skjørt som blir koblet til lederøret og som vil kunne trenge inn og ned i havbunnen. The pipe will be able to include a conductive casing. For this reason, an embodiment of the invention could be a method for cementing a conductive casing in an underground formation. In such an embodiment, the method could include providing a support for conductive casing. The support for the conducting casing could be one that has a spear base or could be a seabed penetrating skirt which is connected to the conducting pipe and which will be able to penetrate and descend into the seabed.

Fortrinnsvis omfatter fremgangsmåten å regulere trykket ved sementåpninger som befinner seg i røret. Preferably, the method includes regulating the pressure at cement openings located in the pipe.

I en utførelsesform omfatter fremgangsmåten: å tilveiebringe en støtte for ledende foringsrør som blir koblet til et ledende foringsrør og som trenger inn og ned i havbunnen, og sementering av det ledende foringsrøret i en underjordisk formasjon mens trykket blir regulert i et volum som blir definert av det ledende foringsrøret, støtten for det ledende foringsrøret og havbunnen. In one embodiment, the method comprises: providing a conductive casing support which is connected to a conductive casing and which penetrates into the seabed, and cementing the conductive casing into a subterranean formation while the pressure is regulated in a volume defined by the conductive casing, the support for the conductive casing and the seabed.

I en annen utførelsesform omfatter fremgangsmåten: å tilveiebringe et intervall for foringsrør på overflaten i et brønnhull, sementering av foringsrøret på overflaten i borehullet mens trykket reguleres ved sementåpningene på intervallet for foringsrøret på overflaten. In another embodiment, the method comprises: providing a surface casing interval in a wellbore, cementing the surface casing in the wellbore while regulating the pressure at the cement openings of the surface casing interval.

Fremgangsmåten vil kunne omfatte det trinnet av å transportere fluid som har blitt fordrevet fra ringrommet til et fjerntliggende sted via en kanal. Røret vil kunne være en returledning, og fremgangsmåten vil kunne omfatte retur av fluid som har blitt fordrevet fra ringrommet til overflaten. Når en returledning er til stede, har tilveiebringelse av en choke for å generere et mottrykk i fluidsirkulasjonsveien fordel av en løsning som bare støtter en søyle med fluid (for eksempel boreslam) i returledningen. Ved en slik tilnærmelse ville en pumpesvikt kunne ha eksponert den undersjøiske brønnen for det hydrostatiske trykket på grunn av hele vekten fra den støttede fluidsøylen, hvilket vil kunne gjøre skade på formasjonen og sementeringsjobben. I tillegg ville et arrangement med bare pumpe ha en øvre grense for det mottrykket som blir generert, avhengig av høyden på søylen og vekten av det støttede fluidet. Generering av et mottrykk i en regulerbar undersjøisk choke tilveiebringer et bredere trykkhåndteringsområde og en raskere trykkregulering, og tilveiebringer derfor større kontroll på parameterne for sementeringsoperasjonen (herunder valg av fluider). Bruk av en choke benekter også kravet om en returledning, som vil være en ytterligere fordel i forhold til en sementeringsfremgangsmåte, som bruker en undersjøisk pumpe og returledningen for å kontrollere mottrykket. Det vil kunne erkjennes, som i mange lav- eller nullutslipps brønnbyggingsoperasjoner, at det vil være ønskelig å inkludere en returledning for å hindre utslipp av fluid til det undersjøiske miljøet. The method may include the step of transporting fluid that has been displaced from the annulus to a remote location via a channel. The pipe could be a return line, and the method could include the return of fluid that has been displaced from the annulus to the surface. When a return line is present, providing a choke to generate a back pressure in the fluid circulation path benefits from a solution that only supports a column of fluid (eg, drilling mud) in the return line. In such an approach, a pump failure could have exposed the subsea well to the hydrostatic pressure due to the full weight of the supported fluid column, which could damage the formation and the cementing job. In addition, a pump-only arrangement would have an upper limit to the back pressure generated, depending on the height of the column and the weight of the supported fluid. Generating a back pressure in an adjustable subsea choke provides a wider pressure handling range and faster pressure regulation, and therefore provides greater control over cementing operation parameters (including fluid selection). Use of a choke also negates the requirement for a return line, which would be a further advantage over a cementing process, which uses a subsea pump and the return line to control back pressure. It will be recognised, as in many low- or zero-discharge well construction operations, that it will be desirable to include a return line to prevent the release of fluid to the subsea environment.

Fremgangsmåten vil kunne omfatte å la sjøvann strømme inn i et fluidrør som har blitt koblet til uttaket. Dette vil kunne bli utført for å skylle eller rense et fluidrør, utløpet (som kan være sementåpninger) og / eller det øvre partiet av ringrommet. Alternativt, eller i tillegg til, vil sjøvann kunne la bli strømmet inn i en fluidkanal for å fortynne fluid (f.eks. sement) som har blitt fordrevet fra ringrommet i en utløpskanal eller i et transport- eller returrør. The procedure could include allowing seawater to flow into a fluid pipe which has been connected to the outlet. This could be done to flush or clean a fluid pipe, the outlet (which could be cement openings) and/or the upper part of the annulus. Alternatively, or in addition, seawater could be allowed to flow into a fluid channel to dilute fluid (eg cement) that has been displaced from the annulus in an outlet channel or in a transport or return pipe.

Ifølge et andre aspekt ved oppfinnelsen, er det tilveiebrakt et system for å bygge en undersjøisk brønn i en underjordisk formasjon, der systemet omfatter: et rør i en undersjøisk brønn som definerer et hovedbrønnhull og som definerer en fluidsirkulasjonsvei fra hovedbrønnhullet til et utløp, via et brønnhullsringrom som har blitt dannet mellom røret og den underjordiske formasjonen; og en regulerbar undersjøisk choke som er operabel til å kunne generere et mottrykk i fluidsirkulasjonsveien. According to another aspect of the invention, there is provided a system for building a subsea well in an underground formation, the system comprising: a pipe in a subsea well defining a main wellbore and defining a fluid circulation path from the main wellbore to an outlet, via a wellbore annulus that has been formed between the pipe and the underground formation; and an adjustable subsea choke operable to generate a back pressure in the fluid circulation path.

Fortrinnsvis er den regulerbare undersjøiske choken operabel til å kunne generere et mottrykk i fluidsirkulasjonsveien ved sementåpninger som befinner seg i røret. Preferably, the adjustable subsea choke is operable to generate a back pressure in the fluid circulation path at cement openings located in the pipe.

Systemet vil videre kunne omfatte en undersjøisk pumpe i fluidkommunikasjon med fluidsirkulasjonsveien, som er operabel til å kunne redusere trykket i fluidsirkulasjonsveien. The system will also be able to include a subsea pump in fluid communication with the fluid circulation path, which is operable to be able to reduce the pressure in the fluid circulation path.

Fortrinnsvis omfatter systemet minst ett instrument for å kunne overvåke en tilstand i fluidsirkulasjonsveien, og som kan sende ut et målesignal til en reguleringsmodul. Reguleringsmodulen vil kunne bli plassert på overflaten, eller vil kunne bli plassert undersjøisk. Tilstanden vil kunne velges ut fra gruppen omfattende: surhetsgrad (pH), tetthet, ledningsevne, trykk, strømningsrate, og temperatur. Preferably, the system comprises at least one instrument to be able to monitor a condition in the fluid circulation path, and which can send out a measurement signal to a regulation module. The regulation module can be placed on the surface, or can be placed underwater. The condition can be selected from the group comprising: acidity (pH), density, conductivity, pressure, flow rate and temperature.

Systemet vil kunne omfatte en trykksensor som sender ut et trykkmålingssignal til en reguleringsmodul og / eller vil kunne omfatte en strømningsmåler som er operabel til å kunne måle en strømningshastighet av fluid som er fordrevet fra ringrommet og tilveiebringe et strømningsmålingssignal til en reguleringsmodul. Fortrinnsvis genererer reguleringsmodulen et kontrollsignal for å regulere trykket ved utløpet som respons på et mottatt målesignal. The system will be able to include a pressure sensor that sends out a pressure measurement signal to a regulation module and/or will be able to include a flow meter that is operable to measure a flow rate of fluid displaced from the annulus and provide a flow measurement signal to a regulation module. Preferably, the regulation module generates a control signal to regulate the pressure at the outlet in response to a received measurement signal.

Fortrinnsvis genererer reguleringsmodulen et kontrollsignal for en undersjøisk choke. Der det undersjøiske trykkreguleringssysternet omfatter en undersjøisk pumpe, kan reguleringsmodulen tilveiebringe et kontrollsignal for den undersjøiske pumpen. Preferably, the control module generates a control signal for a subsea choke. Where the subsea pressure regulation system comprises a subsea pump, the regulation module can provide a control signal for the subsea pump.

Ved å tilveiebringe instrumenter som kan måle fluidegenskaper, vil informasjon om fremdriften i sementeringsoperasjonen kunne tilveiebringes til reguleringsmodulen i sann tid. For eksempel kan tilstedeværelse av borefluid i fluidsirkulasjonsveien kunne bli registrert med en måling (eller kombinasjon av målinger) fra instrumentene. En endrende karakteristikk for fluidet (for eksempel en indikasjon på en endring fra borefluid til sement) vil kunne bli påvist ved en måling (eller kombinasjon av målinger) fra instrumentene. Disse dataene vil kunne bli brukt som input til reguleringsmodulen, og styresignaler for choke og / eller pumpe vil kunne bli generert som respons på målingene. By providing instruments that can measure fluid properties, information about the progress of the cementing operation can be provided to the regulation module in real time. For example, the presence of drilling fluid in the fluid circulation path can be registered with a measurement (or combination of measurements) from the instruments. A changing characteristic of the fluid (for example an indication of a change from drilling fluid to cement) will be able to be detected by a measurement (or combination of measurements) from the instruments. This data can be used as input to the regulation module, and control signals for choke and/or pump can be generated in response to the measurements.

Røret vil kunne være et intervall av overflateforingsrør eller et ledende foringsrør. Systemet vil kunne omfatte et rør for transport av fluid som har blitt fordrevet fra ringrommet til et fjerntliggende sted, som vil kunne være en returledning til overflaten. The pipe could be an interval of surface casing or a conductive casing. The system could include a pipe for transporting fluid that has been displaced from the annulus to a remote location, which could be a return line to the surface.

Systemet vil videre kunne omfatte et fluidinnløp som har blitt koblet til utløpet, som kan være et innløp som blir strupet. Dette kan være operabelt til å kunne spyle eller rense fluidrøret, utløpet (som kan være sementåpninger) og / eller øvre parti av ringrommet. Alternativt, eller i tillegg, vil innløpet kunne være operabelt til å kunne tillate at sjøvann får strømme inn i en fluidkanal for å fortynne fluid (f. eks. sement) som har blitt fordrevet fra ringrommet i en utløpskanal eller et transport- eller returrør. The system will also be able to include a fluid inlet that has been connected to the outlet, which can be an inlet that is throttled. This may be operable to flush or clean the fluid pipe, the outlet (which may be cement openings) and/or the upper part of the annulus. Alternatively, or in addition, the inlet may be operable to allow seawater to flow into a fluid channel to dilute fluid (e.g. cement) that has been displaced from the annulus in an outlet channel or a transport or return pipe.

Utførelsesformer av det andre aspektet av oppfinnelsen vil kunne innbefatte et eller flere særtrekk fra første del av oppfinnelsen eller dens utførelsesformer, eller vice versa. Embodiments of the second aspect of the invention may include one or more features from the first part of the invention or its embodiments, or vice versa.

Ifølge et tredje aspekt ved oppfinnelsen har det blitt tilveiebrakt et system for å bygge en undersjøisk brønn i en underjordisk formasjon, der systemet omfatter: et rør i en undersjøisk brønn som definerer et hovedbrønnhull, og som definerer en fluidsirkulasjonsvei fra hovedbrønnhullet til et utløp, via et brønnhullsringrom som har blitt dannet mellom røret og den underjordiske formasjonen; According to a third aspect of the invention, there has been provided a system for building a subsea well in an underground formation, the system comprising: a pipe in a subsea well defining a main wellbore, and defining a fluid circulation path from the main wellbore to an outlet, via a wellbore annulus that has been formed between the pipe and the underground formation;

en regulerbar undersjøisk choke som er operabel til å kunne generere et mottrykk i fluidsirkulasjonsveien; og an adjustable subsea choke operable to generate a back pressure in the fluid circulation path; and

en undersjøisk pumpe som er operabel til å kunne senke trykket i fluidsirkulasjonsveien. a subsea pump operable to lower the pressure in the fluid circulation path.

Fortrinnsvis kan den regulerbare undersjøiske choken og den undersjøiske pumpen betjenes ved å regulere trykket med sementåpninger som befinner seg i røret. Preferably, the adjustable subsea choke and subsea pump can be operated by regulating the pressure with cement orifices located in the pipe.

Utførelsesformer ved det tredje aspektet ved oppfinnelsen vil kunne omfatte et eller flere særtrekk av første eller andre aspekter av oppfinnelsen eller dens utførelsesformer, eller vice versa. Embodiments of the third aspect of the invention may include one or more distinctive features of the first or second aspects of the invention or its embodiments, or vice versa.

Ifølge fjerde aspekt ved oppfinnelsen har det blitt tilveiebrakt en fremgangsmåte for å utføre en operasjon i en undersjøisk brønn, der fremgangsmåten omfatter: å tilveiebringe en fluidsirkulasjonsvei fra et første område i en undersjøisk brønn til et andre område av undersjøisk brønn; According to the fourth aspect of the invention, a method has been provided for performing an operation in a subsea well, where the method comprises: providing a fluid circulation path from a first area in a subsea well to a second area of the subsea well;

å få brønnhullfluid til å strømme fra det første området til det andre området; causing wellbore fluid to flow from the first region to the second region;

å regulere trykket ved hjelp av et undersjøisk trykkreguleringssystem; to regulate the pressure by means of a subsea pressure regulation system;

hvor det undersjøiske trykkreguleringssystemet omfatter et middel til å skape en mottrykk i fluidsirkulasjonsveien, og midler til å senke trykket i fluidsirkulasjonsveien. where the subsea pressure regulation system comprises a means for creating a back pressure in the fluid circulation path, and means for lowering the pressure in the fluid circulation path.

Fortrinnsvis innbefatter fremgangsmåten trinnet av å kjøre et rør inn eller fjerne et rør ut fra brønnhullet. Fluidforskyvning forårsaket av disse operasjonene skaper en økning eller reduksjon i brønnhullstrykket, og fremgangsmåten vil kunne innbefatte å skape et mottrykk eller senke trykket i fluidsirkulasjonsveien for å kompensere for endringen i trykket. Preferably, the method includes the step of driving a pipe into or removing a pipe from the wellbore. Fluid displacement caused by these operations creates an increase or decrease in the wellbore pressure, and the method may include creating a back pressure or lowering the pressure in the fluid circulation path to compensate for the change in pressure.

Utførelsesformer av det fjerde aspektet ved oppfinnelsen vil kunne omfatte et eller flere særtrekk ved noen av de første til tredje aspektene ved oppfinnelsen eller dens utførelsesformer, eller vice versa. Embodiments of the fourth aspect of the invention may include one or more special features of some of the first to third aspects of the invention or its embodiments, or vice versa.

Ifølge et femte aspekt ved oppfinnelsen tilveiebringes det en fremgangsmåte for å utføre en operasjon i en undersjøisk brønn, der fremgangsmåten omfatter: å tilveiebringe en fluidsirkulasjonsvei fra et første område av en undersjøisk brønn til et andre område av en undersjøisk brønn; According to a fifth aspect of the invention, a method is provided for performing an operation in a subsea well, where the method comprises: providing a fluid circulation path from a first area of a subsea well to a second area of a subsea well;

å kjøre et rør inn eller fjerne et rør fra brønn, og dermed få brønnhullfluid til å strømme fra det første området til andre området; driving a pipe into or removing a pipe from a well, thereby causing wellbore fluid to flow from the first area to the second area;

regulere trykket ved hjelp av et undersjøisk trykkreguleringssystem; regulate pressure using a subsea pressure control system;

hvor det undersjøiske trykkreguleringssystemet omfatter midler til å skape en mottrykk i fluidsirkulasjonsveien, og midler til å senke trykket i fluidsirkulasjonsveien. where the underwater pressure regulation system comprises means to create a counter pressure in the fluid circulation path, and means to lower the pressure in the fluid circulation path.

Utførelsesformer av det femte aspektet ved oppfinnelsen vil kunne omfatte et eller flere særtrekk i et hvilket som helst av de første til fjerde aspekter ved oppfinnelsen eller dens utførelsesformer, eller vice versa. Embodiments of the fifth aspect of the invention may include one or more features in any of the first to fourth aspects of the invention or its embodiments, or vice versa.

Kort beskrivelse av tegningene Brief description of the drawings

Det vil nå bli beskrevet, som eksempel bare, ulike utførelsesformer av oppfinnelsen med henvisning til tegningene, hvorav: Figur 1 er et skjematisk snittet riss av et brønnhullsoppbyggingssystem i henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen, som blir anvendt til sementering av et ledende foringsrør; Figur 2 er et skjematisk snittet riss av et brønnhullsoppbyggingssystem i henhold til en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen, anvendt til sementering av et overflateforingsrør; Figur 3 er et skjematisk snittet riss av et brønnhullsoppbyggingssystem i henhold til en ytterligere utførelsesform av oppfinnelsen, som blir anvendt til sementering av et overflateforingsrør; Figur 4 er et skjematisk snittet riss av en fremgangsmåte for brønnhullsoppbygging i henhold til en ytterligere utførelsesform av oppfinnelsen, som innbefatter borefluid retursystem og et administrert trykksementeringssystem. It will now be described, as an example only, various embodiments of the invention with reference to the drawings, of which: Figure 1 is a schematic cross-sectional view of a wellbore construction system according to an embodiment of the invention, which is used for cementing a conductive casing; Figure 2 is a schematic sectional view of a wellbore construction system according to an alternative embodiment of the invention, used for cementing a surface casing; Figure 3 is a schematic sectional view of a wellbore construction system according to a further embodiment of the invention, which is used for cementing a surface casing; Figure 4 is a schematic cross-sectional view of a method for wellbore build-up according to a further embodiment of the invention, which includes a drilling fluid return system and an administered pressure cementing system.

Detaljert beskrivelse av de foretrukne utførelsesformene Detailed description of the preferred embodiments

Først med henvisning til figur 1 er det vist et brønnhullsoppbyggingssystem som er generelt vist som 100, for en undersjøisk hydrokarbonbrønn 102 i en underjordisk formasjon 104. Referring first to Figure 1, there is shown a wellbore construction system, generally shown as 100, for a subsea hydrocarbon well 102 in a subterranean formation 104.

Figuren viser sementering av et ledende foringsrør 106 til en dybde d, inne i et forhåndsboret hull 108. Ved dette stadiet i brønnbyggingen, har høytrykks brønnhodet ikke blitt installert, og det finnes derfor ikke noen stigerør som strekker seg fra brønnen 102 til overflaten. Systemet 100 har blitt vist slik at borestrengen 120 strekker seg fra boreriggen til en sementplugg 122 i dybden d. Systemet omfatter en havbunnsinntrengende skjørt 128, som omgir det ledende foringsrøret 106 og støtter den i hullet. Veggen 124 i borehullet, og lederen 106, definerer et ringromformet område 126. Systemet 100 omfatter derfor en fluidsirkulasjonsvei fra en hovedboring av brønnen 102 til det volumet 129 som har blitt definert mellom det havbunnsinntrengende skjørtet 128, lederen 106 og havbunnen 105. The figure shows the cementing of a conductive casing 106 to a depth d, inside a pre-drilled hole 108. At this stage in the well construction, the high-pressure wellhead has not been installed, and therefore there is no riser extending from the well 102 to the surface. The system 100 has been shown to extend from the drill string 120 to a cement plug 122 at depth d. The system includes a subsea penetrating skirt 128, which surrounds the conductive casing 106 and supports it in the hole. The wall 124 in the borehole, and the conductor 106, define an annular area 126. The system 100 therefore comprises a fluid circulation path from a main bore of the well 102 to the volume 129 that has been defined between the seabed penetrating skirt 128, the conductor 106 and the seabed 105.

Et utløp 130 fra volumet 129 er koblet til en fluidkanal 133, som har blitt koblet til et undersjøisk trykkreguleringssystem 134. Det undersjøiske trykkreguleringssystemet 34 har blitt plassert undersjøisk, og fortrinnsvis i nærheten av brønnen 102 på havbunnen 105. Det undersjøiske trykkreguleringssystemet 134 omfatter en undersjøisk regulerbar variabel choke 142.1 denne utførelsesformen omfatter systemet også et fluidutløpsrør 144, som slipper fluid ut til havet. Det undersjøiske trykkreguleringssystemet 34 blitt konstruert for å kunne bli styrt fra overflaten med et reguleringsgrensesnitt 146, for å administrere trykket ved utløpet 130 (og dermed i ringrommet 126). Reguleringsgrensesnittet 146 vil kunne være kablet tilbake til overflaten, eller vil kunne bli koblet til en reguleringsmodul via en ROV som igjen blir koblet til overflaten via en umbilical. Alternativt vil reguleringsgrensesnittet kunne bruke et akustisk signal med en akkumulator for undervannsinstallasjon eller en batteripakke. Selv om en reguleringsmodul av denne utførelsesformen befinner seg på overflaten, vil en reguleringsmodul i alternative arrangementer kunne ligge i et undersjøisk miljø. An outlet 130 from the volume 129 is connected to a fluid channel 133, which has been connected to a submarine pressure regulation system 134. The submarine pressure regulation system 34 has been placed underwater, and preferably in the vicinity of the well 102 on the seabed 105. The submarine pressure regulation system 134 comprises a submarine adjustable variable choke 142.1 this embodiment, the system also includes a fluid outlet pipe 144, which releases fluid to the sea. The subsea pressure control system 34 has been designed to be controlled from the surface with a control interface 146, to manage the pressure at the outlet 130 (and thus in the annulus 126). The regulation interface 146 could be wired back to the surface, or could be connected to a regulation module via an ROV which in turn is connected to the surface via an umbilical. Alternatively, the control interface could use an acoustic signal with an accumulator for underwater installation or a battery pack. Although a control module of this embodiment is located on the surface, in alternative arrangements a control module could be located in an underwater environment.

Under sementering av det ledende foringsrøret, pumper sementeringsingeniøren en sementoppslemming 121 ved vannflaten og ned i borerøret til foringsrørskoen 22, hvor sement blir avledet ut av hovedhullet definert av foringsrøret 16 og inn i det ringromformede rommet definert av formasjon 14 og foringsrøret 16. Sement 21 passerer opp gjennom ringrommet 26 og fortrenger fluid fra ringrommet 126 og inn volumet 129. Spydbasisen 128 styrer strømningsregimet for det fordrevne fluidet og bistår i å beholde integriteten for formasjonen 104 på havbunnen 105, og reduserer utvasking og / eller innovervendt kollaps av formasjonen i nærheten av hullet 108. Konvensjonelt gjøres trykkregulering i ringrommet ved riktig valg av sementtetthet eller "vekt" samt sementreologi og sirkulasjonsfriksjon. Imidlertid tilveiebringer systemet 100 en regulerbar undersjøisk choke 142, som tilveiebringer ekstra During cementing of the conductive casing, the cementing engineer pumps a cement slurry 121 at the water surface down the drill pipe to the casing shoe 22, where cement is diverted out of the main hole defined by casing 16 and into the annular space defined by formation 14 and casing 16. Cement 21 passes up through the annulus 26 and displaces fluid from the annulus 126 into the volume 129. The spear base 128 controls the flow regime of the displaced fluid and assists in maintaining the integrity of the formation 104 on the seabed 105, and reduces washout and/or inward collapse of the formation near the hole 108. Conventionally, pressure regulation in the annulus is done by choosing the right cement density or "weight" as well as cement rheology and circulation friction. However, the system 100 provides an adjustable subsea choke 142, which provides additional

trykkregulering ved å gjøre mulig med et regulerbart mottrykk til det pressure regulation by enabling an adjustable back pressure to it

fluidsirkulasjonssystemet som skal genereres. Dette gjør at sementeringsingeniøren kan øke trykket i ringrommet ved å øke struping av strømningen, og dermed generere et trykk som er større enn det hydrostatiske trykket på grunn av vekten av sjøvannet. Denne økningen av trykket, som ikke er avhengig av sementegenskapene, vil kunne hjelpe til med å opprettholde integriteten for formasjonen og tilveiebringe suksess for sementeringsoperasjonen. Systemet tilveiebringer større fleksibilitet i valget av andre sementeringsparametere, inkludert valg av fluidvekt (innbefattet selve sementen og fluidene som sirkulerer i forkant av sementvolumet), samt fluidreologi og sirkulasjonsfriksjon. the fluid circulation system to be generated. This allows the cementing engineer to increase the pressure in the annulus by increasing the throttling of the flow, thereby generating a pressure greater than the hydrostatic pressure due to the weight of the seawater. This increase in pressure, which is independent of the cement properties, will help maintain the integrity of the formation and ensure the success of the cementing operation. The system provides greater flexibility in the selection of other cementing parameters, including selection of fluid weight (including the cement itself and the fluids that circulate ahead of the cement volume), as well as fluid rheology and circulation friction.

Nå med henvisning til figur 2, er det vist et brønnhullsoppbyggingssystem som er generelt henvist med 200, for en undersjøisk hydrokarbonbrønn 202 i en underjordisk formasjon 204. Systemet er tilsvarende systemet 100, og vil kunne bli forstått ut fra figur 1 og den tilhørende teksten. Imidlertid blir systemet 200 brukt til sementering av et intervall 216 av overflateforingsrør til en foringsrørdybde D, innenfor brønnhullet 102. Overflateforingsrøret 206 strekker seg gjennom og blir støttet av et forhåndsinstallert og sementert ledende foringsrør 106. På dette stadiet i brønnbyggingen har ikke BOP blitt installert, og det finnes ingen stigerør som strekker seg til overflaten fra brønnen 102. Systemet 200 er vist med borestrengen 220 som strekker seg fra boreriggen til en sementplugg 222 ved dybde D. Borehullsveggen 224 og foringsrøret 206 definerer et ringromformet område 226, og sementåpninger 228 over slamlinjen tilveiebringer et utløp 230 til ringrommet 226. Systemet 200 omfatter derfor en fluidsirkulasjonsvei fra en hovedboring av brønnen 102 til utsiden av brønnen, via utløpet 230. Now referring to Figure 2, there is shown a wellbore build-up system, generally designated 200, for a subsea hydrocarbon well 202 in an underground formation 204. The system is similar to system 100, and will be understood from Figure 1 and the accompanying text. However, the system 200 is used to cement an interval 216 of surface casing to a casing depth D, within the wellbore 102. The surface casing 206 extends through and is supported by a pre-installed and cemented conductive casing 106. At this stage in the well construction, the BOP has not been installed, and there is no riser extending to the surface from the well 102. The system 200 is shown with the drill string 220 extending from the drill rig to a cement plug 222 at depth D. The wellbore wall 224 and the casing 206 define an annular region 226, and cement openings 228 above the mud line provides an outlet 230 to the annulus 226. The system 200 therefore comprises a fluid circulation path from a main bore of the well 102 to the outside of the well, via the outlet 230.

Utløpet 230 er koblet til en fluidkanal 233, som er koblet til et undersjøisk trykkreguleringssystem 234. Det undersjøiske trykkreguleringssystemet er tilsvarende systemet 134 og er plassert undersjøisk. I dette eksemplet er systemet 234 plassert på havbunnen, men det vil i alternative arrangementer kunne være plassert høyere opp i vannsøylen. Det undersjøiske trykkreguleringssystemet 234 omfatter en undersjøisk regulerbar variabel choke 242, en undersjøisk pumpe 236, en strømningsmåler 238, en trykksensor 240 og ytterligere instrumentering 243. Systemet omfatter også et fluidutløpsrøret 244, som slipper ut sirkulert fluid til havet. Det undersjøiske trykkreguleringssystemet 234 styres fra overflaten via et toveis reguleringsgrensesnitt 246 (selv om det i et alternativt arrangement vil en reguleringsmodul kunne bli plassert undersjøisk). The outlet 230 is connected to a fluid channel 233, which is connected to an underwater pressure regulation system 234. The underwater pressure regulation system is similar to system 134 and is located underwater. In this example, the system 234 is placed on the seabed, but in alternative arrangements it could be placed higher up in the water column. The subsea pressure regulation system 234 comprises a subsea adjustable variable choke 242, a subsea pump 236, a flow meter 238, a pressure sensor 240 and further instrumentation 243. The system also comprises a fluid outlet pipe 244, which releases circulated fluid to the sea. The subsea pressure control system 234 is controlled from the surface via a two-way control interface 246 (although in an alternative arrangement a control module could be placed subsea).

Under sementering av overflateforingsrøret, pumper sementeringsingeniøren en sementoppslemming 221 ved vannflaten og ned borerøret til sementpluggen 222, hvor sement blir avledet ut av hovedboret som er definert av foringsrør 206 og inn det ringformede området 226 definert av formasjonen 104 og foringsrøret 206. Sement 221 går opp gjennom ringrommet 226 og fortrenger fluid fra ringrommet gjennom sementåpningene 228 og utløpet 230. Kontroll av innfluksen til ringrommet 226 og tapt sirkulasjon oppnås ved å kontrollere trykket i ringrommet 226: et tilstrekkelig høyt trykk begrenser innfluksen når det skal sirkuleres gjennom en overtrykkssone, og et tilstrekkelig lavt trykk reduserer tapt-sirkulasjon gjennom en undertrykkssone. Konvensjonelt ville dette kunne bli utført ved hensiktsmessige valg av fluidtetthet eller "vekt" (inkludert selve sementen og fluider som blir sirkulert i forkant av sementvolumet), samt fluidreologi og sirkulasjonsfriksjon. Imidlertid, den regulerbare undersjøiske choken 242 i henhold til oppfinnelsen tilveiebringer ytterligere trykkregulering ved å gjøre mulig med et regulerbart mottrykk til det fluidsirkulasjonssystemet som skal genereres. Dette gjør at sementeringsingeniøren vil kunne øke trykket i ringrommet ved å øke strupingen av strømningen, og dermed generere et trykk som er større enn det hydrostatiske trykket på grunn av vekten av sjøvann og / eller borefluider. Dette tillater, for eksempel, en større trykkmotstand til innfluks fra formasjonssoner som er satt ved overtrykk, og som blir penetrert av foringsrør intervallet uten å endre fluidegenskaper. Alternativt, eller i tillegg, tillater systemet en større fleksibilitet i valg av andre sementeringsparametere, innbefattet valg av fluidvekt (innbefattet selve sementen og fluider sirkulert i forkant av sementvolumet), samt fluidreologi og sirkulasj onsfriksj on. During cementing of the surface casing, the cementing engineer pumps a cement slurry 221 at the water surface and down the drill pipe to the cement plug 222, where cement is diverted out of the main borehole defined by casing 206 and into the annular region 226 defined by formation 104 and casing 206. Cement 221 ascends through the annulus 226 and displaces fluid from the annulus through the cement openings 228 and the outlet 230. Control of the inflow to the annulus 226 and lost circulation is achieved by controlling the pressure in the annulus 226: a sufficiently high pressure limits the inflow when it is to be circulated through an overpressure zone, and a sufficiently low pressure reduces lost circulation through a negative pressure zone. Conventionally, this could be done by appropriate choices of fluid density or "weight" (including the cement itself and fluids that are circulated ahead of the cement volume), as well as fluid rheology and circulation friction. However, the adjustable subsea choke 242 of the invention provides additional pressure regulation by enabling an adjustable back pressure to the fluid circulation system to be generated. This means that the cementing engineer will be able to increase the pressure in the annulus by increasing the throttling of the flow, thus generating a pressure greater than the hydrostatic pressure due to the weight of seawater and/or drilling fluids. This allows, for example, a greater pressure resistance to influx from formation zones that are set at overpressure, and which are penetrated by the casing interval without changing fluid properties. Alternatively, or in addition, the system allows greater flexibility in the choice of other cementing parameters, including the choice of fluid weight (including the cement itself and fluids circulated ahead of the cement volume), as well as fluid rheology and circulation friction.

At en pumpe 236 blir tatt med gjør det mulig at trykket ved utløpet 230 vil kunne bli redusert, under det hydrostatiske trykket ved utløpet. Dette vil ha den virkning av å redusere trykket i ringrommet 226, og gjøre mulig med regulering av fluid- og sementtap ved sementeringsoperasj onen. The inclusion of a pump 236 makes it possible for the pressure at the outlet 230 to be reduced below the hydrostatic pressure at the outlet. This will have the effect of reducing the pressure in the annulus 226, and make it possible to regulate fluid and cement loss during the cementing operation.

Ved å tilveiebringe et undersjøisk trykkreguleringssystem som innbefatter en undersjøisk choke 242 og en undersjøisk pumpe 236, tilveiebringer systemet 200 betydelig variasjon og regulering av trykket i det ringromformede området 226 mellom foringsrøret som blir sementert og en ytre vegg (i dette tilfellet veggen i det åpne hullet). Undersjøisk choke 242 gjør at mottrykket til fluidsirkulasjonssystemet blir øket til en størrelse som er over det hydrostatiske trykket, uten avhengighet av en fluidreturledning eller andre fluidsøyler som blir støttet i boresystemet. Tilveiebringelse av en pumpe 236 gjør at trykket i det ringromformede området 226 blir redusert under det hydrostatiske trykket på grunn av vannmassene. Dette tilveiebringer en betydelig mengde av fleksibilitet i å velge andre parametere ved sementeringsoperasjonen, inkludert fluidkarakteristikker, brønnhullsgeometri, og strømningshastigheter. By providing a subsea pressure control system that includes a subsea choke 242 and a subsea pump 236, the system 200 provides significant variation and control of the pressure in the annular region 226 between the casing being cemented and an outer wall (in this case, the wall of the open hole ). Subsea choke 242 causes the back pressure of the fluid circulation system to be increased to an amount that is above the hydrostatic pressure, without dependence on a fluid return line or other fluid columns that are supported in the drilling system. Provision of a pump 236 means that the pressure in the annular area 226 is reduced below the hydrostatic pressure due to the water masses. This provides a significant amount of flexibility in selecting other parameters of the cementing operation, including fluid characteristics, wellbore geometry, and flow rates.

Under bruk vil trykksensoren 240 kontinuerlig overvåke trykket på utløpene 230, og tilveiebringer et signal til en reguleringsmodul (vises ikke) som ligger på overflaten og blir koblet til undervanns trykkreguleringssystemet 234 via grensesnittet 246. Som respons på trykksignalet vil reguleringsmodulen aktivere den undersjøiske choken 242 og / eller den undersjøiske pumpen 236 for å håndtere trykket i det ringromformede området 226 under forskjellige faser av sementeringsoperasjonen. (Det vil kunne erkjennes at systemet 100 av figur 1 også vil kunne omfatte en trykksensor for å utføre de samme eller lignende funksjonene). In use, the pressure sensor 240 will continuously monitor the pressure on the outlets 230, providing a signal to a control module (not shown) located on the surface and connected to the underwater pressure control system 234 via the interface 246. In response to the pressure signal, the control module will activate the underwater choke 242 and / or the subsea pump 236 to manage the pressure in the annular space 226 during various phases of the cementing operation. (It will be recognized that the system 100 of Figure 1 will also be able to include a pressure sensor to perform the same or similar functions).

En rekke driftsformer er mulig innenfor omfanget av oppfinnelsen. I ett eksempel, blir en innledende fase av sementeringsoperasjonen utført med pumpen 236, som blir driftet for å skape et undertrykk (med hensyn til det hydrostatiske trykket ved dybden på utløpet). Dette gir den virkningen at den fremmer oppadgående strømning av sementen 221 i det ringromformede området 226, og reduserer sementtap inn i formasjonssoner med undertrykk. Under en andre fase av sementeringsoperasj on kan pumpehastigheten bli redusert (redusere omfanget av det negative trykket) og at mottrykket på sementåpningene 238 økte med struping av strømmen via choken 242. A number of modes of operation are possible within the scope of the invention. In one example, an initial phase of the cementing operation is performed with the pump 236, which is operated to create a negative pressure (with respect to the hydrostatic pressure at the depth of the outlet). This has the effect of promoting upward flow of the cement 221 in the annular region 226, reducing cement loss into formation zones of underpressure. During a second phase of cementing operation, the pump speed may be reduced (reducing the extent of the negative pressure) and that the back pressure on the cement openings 238 increased by throttling the flow via the choke 242.

Strømningsmåleren måler strømningshastigheten for fluid som kommer ut fra det ringromformede området 226. Denne strømningshastigheten vil kunne sammenlignes med strømningshastigheten for sement som blir pumpet fra overflaten. Sammenligningen av disse to strømningshastigheter gir sementeringsingeniøren informasjon om hvorvidt innfluks av fluid eller gass fra formasjonen og inn i ringrommet har oppstått, og om sement eller andre fluider har blitt tapt fra ringrommet og inn i formasjonen. Denne informasjonen brukes til å bestemme det trykket som har blitt generert ved utløpet av reguleringssystemet 234. The flow meter measures the flow rate of fluid coming out of the annular area 226. This flow rate can be compared to the flow rate of cement that is pumped from the surface. The comparison of these two flow rates gives the cementing engineer information about whether an influx of fluid or gas from the formation into the annulus has occurred, and whether cement or other fluids have been lost from the annulus into the formation. This information is used to determine the pressure that has been generated at the outlet of the control system 234.

Figur 3 viser et alternativt system, vanligvis betegnet som 300, som er tilsvarende systemet 200, og vil bli kunne forstås ut fra figur 2 og den tilhørende teksten. Imidlertid skiller systemet 300 seg ved at den også omfatter et fluidinnløp 302 til sementåpninger, som har blitt utstyrt med en innløpschoke 304. Dette gjør det mulig for sjøvann å kunne bli spylt gjennom den øvre delen av ringrommet 226. Dette vil kunne gjøres for å rense sement ut av den øvre delen av ringrommet og sementåpninger, som vil kunne være en fordel for påfølgende operasjoner som benytter sementåpningene. Dette er spesielt nyttig for boreapplikasjoner fra overbyggingsrammer (eng.: «template») hvor sementåpningene brukes under sementering av neste seksjon med foringsrør. Figure 3 shows an alternative system, usually designated as 300, which is equivalent to system 200, and will be understood from Figure 2 and the associated text. However, the system 300 differs in that it also includes a fluid inlet 302 to cement openings, which has been equipped with an inlet choke 304. This enables seawater to be flushed through the upper part of the annulus 226. This can be done to clean cement out of the upper part of the annulus and cement openings, which could be an advantage for subsequent operations that use the cement openings. This is particularly useful for drilling applications from superstructure frames (eng.: "template") where the cement openings are used during cementing of the next section with casing.

Systemet 300 skiller seg også i konfigurasjonen av det undersjøiske trykkreguleringssystemet 334.1 systemet 334, er choken 342 anordnet i fluidrøret 333 mellom uttaket 330 og pumpen 336, snarere enn å bli plassert på nedstrøms (innen konteksten av den flytende sirkulasjons veien fra hovedbrønnhullet til ringrommet) -siden av pumpen 336. The system 300 also differs in the configuration of the subsea pressure control system 334.1 system 334, the choke 342 is arranged in the fluid pipe 333 between the outlet 330 and the pump 336, rather than being placed on the downstream (within the context of the fluid circulation path from the main wellbore to the annulus) - side of the pump 336.

Systemet tilveiebringer også en innløpslinje 348 med en sekundær innløpschoke 350 koblet til fluidkanalen 333 mellom utløpet 330 og pumpen 336. Innløpet 348 lar sjøvann komme inn i systemet, som vil kunne være en fordel hvis pumpen pumper sement, for å fortynne sementen og redusere dens viskositet og holde den i bevegelse innenfor systemet. Det gjør det mulig med rensing av systemet). Choken 350 tillater denne innstrømningen av vann med kontrollert trykk i sementeringsoperasjonen: ved å kontrollere begge choker 350 og 342 er det mulig å kontrollere trykket i utløpet 330 selv når sjøvann spyles gjennom pumpen 336. The system also provides an inlet line 348 with a secondary inlet choke 350 connected to the fluid channel 333 between the outlet 330 and the pump 336. The inlet 348 allows seawater to enter the system, which would be beneficial if the pump is pumping cement, to dilute the cement and reduce its viscosity and keep it moving within the system. This makes it possible to clean the system). The choke 350 allows this inflow of water with controlled pressure in the cementing operation: by controlling both chokes 350 and 342 it is possible to control the pressure in the outlet 330 even when seawater is flushed through the pump 336.

Figur 4 er et skjematisk riss av en ytterligere alternativ utførelsesform av oppfinnelsen, som er konfigurert som en del av et brønnbyggingssystem 400 med nullutslipp. Systemet 400 er tilsvarende systemene 200 og 300, og vil kunne forstås av figur 2 og 3 sammen med den tilhørende teksten. Tegningen viser systemet før sementering av et overflateforingsrør intervall 206. Systemet 400 omfatter et undersjøisk trykkreguleringssystem 434 (nærmere beskrevet nedenfor) og innbefatter også et borefluidretursystem som er vist generelt med 410. Denne utførelsesformen gjør effektiv bruk av undersjøiske komponenter for å tilveiebringe håndtering av boreretur, og trykkhåndtering av den etterfølgende sementeringsoperasjonen. Figure 4 is a schematic diagram of a further alternative embodiment of the invention, which is configured as part of a well construction system 400 with zero emissions. The system 400 is equivalent to the systems 200 and 300, and can be understood from figures 2 and 3 together with the associated text. The drawing shows the system prior to cementing a surface casing interval 206. The system 400 includes a subsea pressure control system 434 (described in more detail below) and also includes a drilling fluid return system shown generally at 410. This embodiment makes efficient use of subsea components to provide management of drill return, and pressure management of the subsequent cementing operation.

Borefluidets retursystem 410, er tilsvarende den konfigurasjonen som er vist i US 4 149 603 The drilling fluid return system 410 is similar to the configuration shown in US 4,149,603

[1], og innbefatter et legeme 412 som definerer et volum for oppsamling av borefluidretur. Et utløp 414 til legemet er koblet til en strømningslinje 416 som igjen er koblet til et innløp for en fire-veis ventil 418 av systemet 434. Et utløp på en fire-veis ventil 418 blir koblet til undervannspumpen 436 i det undersjøiske trykkreguleringssystemet 434. [1], and includes a body 412 which defines a volume for collecting drilling fluid return. An outlet 414 of the body is connected to a flow line 416 which in turn is connected to an inlet of a four-way valve 418 of the system 434. An outlet of a four-way valve 418 is connected to the underwater pump 436 of the underwater pressure regulation system 434.

Under bruk blir en topphullsseksjon av brønnen 102 boret uten stigerør, med borefluid og medbrakt borekaks, som konvensjonelt blir sirkulert fra nedihulls sammenstillingen oppover i ringromsområdet mellom borerøret og det hullet som bores. Borefluidet passerer oppover i brønnen og inn i legemet 412. Borefluid og kaks blir deretter pumpet fra legemet 412, og gjennom en borekaksbryter eller -knuser 419 i strømningsbanen 416, for å sikre at alle materialer, innbefattet medbrakte faste stoffer er tilstrekkelig små til å kunne bli sendt gjennom den undersjøiske pumpen og choken. Borefluidet og kaksen blir transportert tilbake til overflaten gjennom returslangen 420 for behandling og / eller resirkulering. Pumpen 436 drives i avhengighet av det registrerte nivået av borefluid og borekaks som blir støttet innenfor legemet 412. During use, a tophole section of the well 102 is drilled without a riser, with drilling fluid and entrained cuttings, which are conventionally circulated from the downhole assembly upwards into the annulus area between the drill pipe and the hole being drilled. The drilling fluid passes up the well and into the body 412. Drilling fluid and cuttings are then pumped from the body 412, and through a cuttings breaker or crusher 419 in the flow path 416, to ensure that all materials, including entrained solids, are sufficiently small to be sent through the subsea pump and choke. The drilling fluid and cuttings are transported back to the surface through the return hose 420 for treatment and/or recycling. The pump 436 is operated in dependence on the recorded level of drilling fluid and cuttings which are supported within the body 412.

I en påfølgende sementeringsoperasj on blir en sementoppslemming (ikke vist) pumpet ned borerøret til sementpluggen 422, hvor sement blir avledet ut fra hovedbrønnhullet definert av foringsrøret 206 og inn i det ringromformede området 426. Sement fortrenger fluid fra ringrommet gjennom sementåpningene 428 og inn i en manifold 429. Systemet 400 innbefatter også et fluidinnløp 437 til manifolden 429, som innbefatter vekselventil 439. Fluidinnløpet tillater at manifolden blir skylt med sjøvann om nødvendig. Et utløp 430 til manifolden er koblet til undervanns trykkreguleringssystem 434 via fire-veis ventil 418 og strømningkanal 433. Avhengig av aktuering av fire-veis ventiler 418 og 435, kan det fortrengte fluidet fra ringrommet være i fluidkommunikasjon med pumpen 436, choken 442, eller begge deler, for å tilveiebringe styring av trykket ved utløpet 430 og ringrommet 426 på en slik måte som er beskrevet med referanse til de tidligere utførelsesformene. I ulike driftsformer, kan fluidveien svitsjes gjennom ulike strømningsrør i systemet 434.1 denne utførelsesformen blir choken 442 plassert i en sekundær fluidretur ledning 444 fra utløpet av fluidsirkulasjonsbanen til en fjerntliggende behandlingsfasilitet for fluidretur (som kan være en overflate). Imidlertid er ikke systemet avhengig av styringen av borefluidnivået i fluidreturledningen for å kontrollere mottrykk, dette oppnås ved bruk av choken. In a subsequent cementing operation, a cement slurry (not shown) is pumped down the drill pipe to the cement plug 422, where cement is diverted out of the main wellbore defined by the casing 206 and into the annulus-shaped area 426. Cement displaces fluid from the annulus through the cement openings 428 and into a manifold 429. The system 400 also includes a fluid inlet 437 to the manifold 429, which includes a diverter valve 439. The fluid inlet allows the manifold to be flushed with seawater if necessary. An outlet 430 to the manifold is connected to the underwater pressure control system 434 via four-way valve 418 and flow channel 433. Depending on the actuation of four-way valves 418 and 435, the displaced fluid from the annulus may be in fluid communication with the pump 436, the choke 442, or both, to provide control of the pressure at the outlet 430 and annulus 426 in such a manner as described with reference to the previous embodiments. In various modes of operation, the fluid path may be switched through various flow pipes in the system 434. In this embodiment, the choke 442 is placed in a secondary fluid return conduit 444 from the outlet of the fluid circulation path to a remote fluid return treatment facility (which may be a surface). However, the system does not rely on the control of the drilling fluid level in the fluid return line to control back pressure, this is achieved by the use of the choke.

Det vil kunne erkjennes at, selv om to parallelle returledninger 420 og 444 er vist i figur 4, tilveiebringer en alternativ utførelsesform én enkelt returledning for slamretur under boreoperasjonen og det fordrevne fluidet under sementering. It will be appreciated that, although two parallel return lines 420 and 444 are shown in Figure 4, an alternative embodiment provides a single return line for mud return during the drilling operation and the displaced fluid during cementing.

De ovenfor beskrevne utførelsesformer tilveiebringer fordeler i sementeringsfaser ved brønnhullsbygging. Imidlertid har oppfinnelsen andre applikasjoner på regulering av trykket i det ringromformete område i et brønnhull. For eksempel, når et overflateforingsrør kjøres i intervall til et undersjøisk brønnhull, før installasjon av en BOP-stabel og marint stigerør, fører det resulterende fluidforskyvningen til en trykkøkning i brønnen, som er avhengig av hastigheten som borerørsstrengen blir kjørt inn med. Økningen i trykket vil kunne være betydelig nok til å forårsake skade på svake formasjonssoner, hvilket vil kompromittere integriteten for brønnen og / eller produksjonseffektiviteten. Tilsvarende vil en rask tilbaketrekning av et rør (for eksempel en borestreng) fra det hullet som ikke har foringsrør forårsake et trykkfall som gjør at hullet vil kunne kollapse innover. The above-described embodiments provide advantages in cementing phases of wellbore construction. However, the invention has other applications for regulating the pressure in the annular area in a wellbore. For example, when a surface casing is run in intervals to a subsea wellbore, prior to installation of a BOP stack and marine riser, the resulting fluid displacement leads to a pressure increase in the well, which is dependent on the rate at which the drill string is run. The increase in pressure could be significant enough to cause damage to weak formation zones, which would compromise well integrity and/or production efficiency. Similarly, a rapid withdrawal of a pipe (for example a drill string) from the hole that does not have casing will cause a pressure drop which means that the hole will collapse inwards.

Oppfinnelsen tilveiebringer en fremgangsmåte og et system for å bygge en undersjøisk brønn i en underjordisk formasjon, og er her beskrevet. Et rør i en undersjøisk brønn definerer et hovedbrønnhull, og en fluidsirkulasjonsvei fra hovedbrønnhullet til et utløp blir dannet via brønnhullsringrommet mellom røret og den underjordiske formasjonen. En sementoppslemming strømmer fra hovedbrønnhullet langs brønnhullsringrommet mot utløpet, og forårsaker at fluid blir fordrevet fra ringrommet gjennom uttaket. En regulerbar undersjøisk choke i fluidkommunikasjon med fluidsirkulasjonsveien genererer en mottrykk i fluidsirkulasjonsveien ved anvendelse av den regulerbare undersjøiske choken. I en foretrukket utførelsesform er den regulerbare undersjøiske choken en del av et undersjøisk trykkreguleringssystem som også omfatter en undersjøisk pumpe. The invention provides a method and system for building a subsea well in an underground formation, and is described herein. A pipe in a subsea well defines a main wellbore, and a fluid circulation path from the main wellbore to an outlet is formed via the wellbore annulus between the pipe and the underground formation. A cement slurry flows from the main wellbore along the wellbore annulus towards the outlet, causing fluid to be displaced from the annulus through the outlet. An adjustable subsea choke in fluid communication with the fluid circulation path generates a back pressure in the fluid circulation path upon application of the adjustable subsea choke. In a preferred embodiment, the adjustable subsea choke is part of a subsea pressure control system which also comprises a subsea pump.

Varianter til de ovenfor beskrevne utførelsesformer ligger innenfor rammen av oppfinnelsen. Spesielt vil det være innlysende for en som er dyktig innen faget at ulike konfigurasjoner av undersjøisk trykkreguleringssystem, inkludert plasseringen av choker, pumper, og koblende ventiler vil kunne bli endret innenfor rammen av oppfinnelsen. Videre, at særtrekk ved de beskrevne utførelsesformer er kompatible med andre utførelsesformer av oppfinnelsen. Variants of the above-described embodiments are within the scope of the invention. In particular, it will be obvious to one skilled in the art that various configurations of the subsea pressure control system, including the location of chokes, pumps, and connecting valves will be able to be changed within the scope of the invention. Furthermore, that special features of the described embodiments are compatible with other embodiments of the invention.

Referanser References

[1] US 4,149,603 [1] US 4,149,603

[2] SPE/IADC 92568; "Managing Pressures During Underbalanced Cementing by Choking the Return Flow, Innovative Design and Operational Modelling as Well as Operational Lessons"; Johan Eck-Olsen, SPE; Per-Johan Pettersen og Arnfinn Ronneberg, Statoil ASA; Knut S Bjorkevoll og Rolv Rommetveit SPE, SINTEF Petroleum Research; SPE/IADC Drilling Conference, 23-25 February 2005. [2] SPE/IADC 92568; "Managing Pressures During Underbalanced Cementing by Choking the Return Flow, Innovative Design and Operational Modeling as Well as Operational Lessons"; Johan Eck-Olsen, SPE; Per-Johan Pettersen and Arnfinn Ronneberg, Statoil ASA; Knut S Bjorkevoll and Rolv Rommetveit SPE, SINTEF Petroleum Research; SPE/IADC Drilling Conference, 23-25 February 2005.

[3] IADC/SPE 122201; "A New Chapter in MPD: Subsea Pumping"; Andy Hinton SPE, AGR Drilling Services; IADC/SPE Managed Pressure Drilling and Underbalanced Operations Conference and Exhibition, 12-13 February 2009. [3] IADC/SPE 122201; "A New Chapter in MPD: Subsea Pumping"; Andy Hinton SPE, AGR Drilling Services; IADC/SPE Managed Pressure Drilling and Underbalanced Operations Conference and Exhibition, 12-13 February 2009.

[4] IADC/SPE 128923; "New Automated Control System Manages Pressure and Return Flow While Drilling and Cementing Casing in Depleted Onshore Field"; Julio Montilva, Shell Exploration & Production Company; Paul Fredericks og Ossama Sehsah, At Balance; IADC/SPE Drilling Conference Centre Exhibition, 2-4 February 2010. [4] IADC/SPE 128923; "New Automated Control System Manages Pressure and Return Flow While Drilling and Cementing Casing in Depleted Onshore Field"; Julio Montilva, Shell Exploration & Production Company; Paul Fredericks and Ossama Sehsah, At Balance; IADC/SPE Drilling Conference Center Exhibition, 2-4 February 2010.

[5] SPE/IADC 130313; "Managed Pressure Drilling Brings Added Value to Production Casings Cementing Operations Increasing Success Rates and Quality in HPHT Fractured Narrow Window Wells"; Juan Carlos Beltran SPE, Corrado Lupo SPE, Fernando Gallo SPE, Hermogenes Duno SPE, og Leiro Medina SPE, Schlumberger; SPE/IADC Managed Pressure Drilling and Underbalanced Operations Conference and Exhibition, 24-25 February 2010. [5] SPE/IADC 130313; "Managed Pressure Drilling Brings Added Value to Production Casings Cementing Operations Increasing Success Rates and Quality in HPHT Fractured Narrow Window Wells"; Juan Carlos Beltran SPE, Corrado Lupo SPE, Fernando Gallo SPE, Hermogenes Duno SPE, and Leiro Medina SPE, Schlumberger; SPE/IADC Managed Pressure Drilling and Underbalanced Operations Conference and Exhibition, 24-25 February 2010.

Claims

1. A method of constructing a subsea well in an underground formation, the method comprising: providing a pipe in a subsea well, the pipe defining a main wellbore; providing a fluid circulation path from the main wellbore to an outlet, via a wellbore annulus formed between the pipe and the subterranean formation; causing a cement slurry to flow from the main wellbore of the subsea well and along the wellbore annulus towards the outlet, thereby causing fluid to be displaced from the annulus through the outlet; providing an adjustable subsea choke in fluid communication with the fluid circulation path, and generating a back pressure in the fluid circulation path using the adjustable subsea choke.

2. Method according to claim 1 which comprises providing a subsea pump in fluid communication with the fluid circulation path, and reducing the pressure in the fluid circulation path by using the subsea pump.

3. Method according to claim 1 or claim 2 which comprises regulating the pressure in the fluid circulation path in a range from a first pressure to a second pressure, where the first pressure is below the hydrostatic pressure at the outlet, and the second pressure is above the hydrostatic the pressure at the outlet.

4. Method according to all preceding claims comprising: measuring the pressure at the outlet; generating a pressure measurement signal to a control module; and generating a control signal for the adjustable subsea choke in response to the pressure measurement signal.

5. A method according to any preceding claim comprising: measuring a flow rate of fluid displaced from the annulus; outputting a flow rate measurement signal to a control module, and generating an adjustable subsea choke control signal in response to the flow rate measurement signal.

6. Method according to all preceding claims comprising constructing a tophole portion of a subsea well, prior to installation of a wellhead and a blowout protection stack.

7. Method according to all preceding claims, comprising: providing a support for conductive casing which is connected to a casing conductor and which penetrates the seabed; cementing a conductive casing into a subterranean formation while the pressure is regulated in a volume defined by the conductive casing, the support for the conductive casing, and the seabed.

8. A method according to any one of the preceding claims, comprising: providing an interval for surface casing in a wellbore; and cementing the surface casing in the wellbore while the pressure is regulated at the cement openings on the interval for the surface casing.

9. Method according to all preceding claims, which comprises transporting fluid displaced from the annulus to a location from the outlet via a channel.

10. Method according to all preceding claims, comprising allowing seawater to flow into a fluid pipe connected to the outlet.

11. A system for building a subsea well in an underground formation, where the system comprises: a pipe in a subsea well that defines a main wellbore and that defines a fluid circulation path from the main wellbore to an outlet, via a wellbore annulus that is formed between the pipe and the the subterranean formation, and an adjustable subsea choke operable to generate a back pressure in the fluid circulation path.

12. System according to claim 11, which further comprises a subsea pump in fluid communication with the fluid circulation path, which is operable to be able to reduce the pressure in the fluid circulation path.

13. System according to claim 11 or claim 12, which comprises at least one instrument for monitoring a condition in the fluid circulation path and providing a measurement signal to a regulation module.

14. A system according to any one of claims 11 to 13, wherein the pipe is a surface casing interval or a conductive casing.

15. System according to any one of claims 11 to 14, comprising a pipe for transporting fluid displaced from the annulus to a remote location.

16. System according to any one of claims 11 to 15, comprising a fluid inlet in fluid communication with the outlet.

17. A method for performing an operation in a subsea well, the method comprising: providing a fluid circulation path from a first area of the subsea well to a second area of the subsea well; causing wellbore fluid to flow from the first region to the second region; to regulate the pressure by means of a subsea pressure regulation system; where the underwater pressure regulation system comprises means for creating a counter pressure in the fluid circulation path, and means for lowering the pressure in the fluid circulation path.

18. Method according to claim 17, which comprises: driving a pipe into or removing a pipe from the wellbore; and generating a back pressure or lowering the pressure in the fluid circulation path to compensate for a change in pressure induced by driving in or removing the tube.